Published: 12/10/2015
Published: 12/10/2015
Un operador del sur de México terminó un pozo en la formación cretácica con una tubería de revestimiento corta (liner) disparada y sin cementar de 7 pulgadas a 5 074 m [16 647 pies] a través de un intervalo total de 89 m [292 pies] con una zona productiva neta de 48 m [157 pies]. Esta zona correspondía a una caliza naturalmente fracturada con una temperatura de formación de 152ºC [305ºF], que constituía un desafío para controlar la reacción cinética a alta temperatura y desviar adecuadamente el ácido a lo largo de las secciones no fracturadas. Además, el petróleo producido en este campo posee el potencial para resultar incompatible tanto con HCl como con ácidos orgánicos.
Al mismo tiempo, se perforó y se terminó un pozo vecino en la misma formación. Dado que ninguno de los dos pozos producía por flujo natural, el operador utilizó tubería flexible para inducir los pozos con nitrógeno. Los pozos produjeron un volume estimado de 300 bbl/d y 100 bbl/d, respectivamente.
Schlumberger recomendó el fluido de tratamiento NARS para una mayor eficacia en la formación de agujeros de gusanos en este pozo de alta temperatura.
Schlumberger estimuló cuatro intervalos disparados con 50 galones US/pie de fluido NARS y 10 galones US/pie del sistema de ácido divergente degradable MaxCO3 Acid, mientras que el pozo vecino fue estimulado por un competidor con 190 galones US/pie de una mezcla de ácido orgánico e inorgánico y 10 galones US/pie de un ácido divergente polimérico.
El pozo tratado con el fluido NARS se limpió en sólo 2 días en comparación con el pozo vecino que requirió 10 días. La producción de petróleo del pozo tratado con el fluido NARS se incrementó, pasando de una producción inestable de aproximadamente 300 bbl/d a una producción estable de 994 bbl/d. Por otro lado, la presión de flujo de fondo de pozo se incrementó de 1 840 psi a 2 700 psi [12,7 MPa a 18,6 MPa]. El pozo vecino continuó produciendo menos de 150 bbl/d después de la estimulación ácida. El incremento de la producción en este pozo y los resultados similares obtenidos en otros pozos han convertido al fluido NARS en el fluido preferido para la estimulación de yacimientos carbonatados fracturados a altas temperaturas.
Desafío: Lograr una producción estable en una formación de caliza de alta temperatura y a la vez minimizar el tiempo y los costos de tratamiento.
Solución: Aplicar el fluido de tratamiento NARS a base de agentes quelantes para reducir el volumen de tratamiento y a la vez incrementar la productividad del pozo.
Resultados:
